油中溶解气体分析（通用6篇）
油中溶解气体分析 篇1
武汉华能阳光电气有限公司 变压器油中溶解气体分析
一、产气原理(一绝缘油的分解
大约油温在 150℃时,就能产生甲烷;150-500℃左右时产生乙烷;大 约 500℃时产生乙烯,随着温度的逐渐升高,乙烯占总烃的比例越来越大;800-1200℃左右时产生乙炔。生成碳粒的温度约在 500-800℃左右。
变压器油主要是由碳氢化合物组成(烷烃 C n H 2n+2,环烷烃 C n H 2n 或 C n H 2n-2 ,芳香烃 C n H 2n-6。绝缘纸的成分主要是碳水化合物(C 6H 10O 6 n。由电和热故障的结果可以使某些 C-H 键和 C-C 键断裂,伴随生成少量活泼 的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基,这些氢原子或自由基通过复杂 的化学反应迅速重新化合,形成氢气和低分子烃类气体,如甲烷、乙烷、乙烯、乙炔等, 也能生成碳的固体颗粒及碳氢聚合物(X-石蜡。故障初期, 所形成的气体溶于油中;当故障能量较大时,也能聚集成游离气体。碳的 固体颗粒及碳氢聚合物可沉积在设备内部。
低能放电,如局部放电,能过离子反应促使最弱的键 C-H 键断裂,主 要重新化合成氢气。随着放电能量越来越高,如火花放电、电弧放电,能 使 C-C 断裂,然后迅速以 C-C 键、C=C键、C ≡ C 键的形式重新化合成烃 类气体。
(二绝缘纸的分解
纸、层压板或木块等固体绝缘材料分解时,主要产生 CO、CO2,当
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怀疑故障涉及固体绝缘时,一般 CO 2/C0〈 3。(三气体的其它来源
如分接开关油室向主油箱渗漏(C 2H 2高;设备油箱带油补焊(C 2H 2高;潜油泵出故障(是高速泵,轴和轴瓦产生磨擦, C 2H 2高,应改为低速 泵;变压器油中含水(H 2高;本体受潮(H 2高等均可产生气体。(三变压器内部故障的类型
变压器内部故障分为热性故障和电性故障两种,热性故障按温度高低 又分为低温过热、中温过热和高温过热三种故障,电性故障按放电的能量 密度分为局部放电、火花放电和电弧放电三种故障,现分别叙述如下。
1、热性故障
热性故障是指变压器内部的局部过热温度升高,而不是变压器正常运 行时由铜损和铁损转化而来的热量,使上层油温升高。
(l 热性故障的分类。当变压器内部发生局部过热时,人们可以按温 度的升高范围分为四种情况:150℃以下属于 轻微过热 故障, 150~300℃属 于 低温过热 , 300~700℃属于 中温过热 ,大于 700 ℃属于 高温过热。(2 热性故障产生的气体。热性故障是因热效应造成绝缘物加速裂解, 所产生的 特征气体主要是甲烷和乙烯 ,两者总量约占总烃的 80%,随着故 障点温度的升高,乙烯在总烃中所占的比例增大,甲烷为次,乙烷和氢气 更次。其中氢气的含量一般在 27%以下。通常热性故障是不
产生乙炔的, 但是,严重过热也会产生少量乙炔,其最大含量不超过总烃量的 6%,当过 热涉及固体绝缘物时,除了产生上述气体外,也会产生大量的 CO 和 CO 2。
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(3 热性故障产生的原因, 可以分为下列三种情况:①接点接触不良, 如引线连接不良,分接开关接触不良,导体接头焊接不良等,这种故障约 占过热性故障的一半。②磁路故障,由于铁心两点或多点接地造成循环电 流发热,如穿心螺丝轭铁夹件或压环压钉碰铁心;油箱及下轭铁等处有铁 磁杂物;铁心用部分硅钢片短路造成涡流发热如连片短接,硅钢片间绝缘 损坏或老化,以及漏磁引起的外壳、铁心夹件、压环等局部发热等。③导 体故障,部分绕组短路,或不同电压比并列运行引起的循环,电流发热, 绝缘导体因超负荷过流发热,绝缘膨胀,注油堵塞而引起的散热不良等。(4热性故障的危害。热性故障的危害同故障部位有关,如果热点出 现在固体绝缘材料中,则将引起材料的热解和劣化,热点范围和温度也会 逐渐升高,最终导致电弧性热点而造成设备的损坏。如果热点出现在探金 属部分,则将发生烧坏铁心、螺栓、螺帽垫板等部件,最终也会使设备损 坏。同时探金属过热往往涉及到固体绝缘,造成固体绝缘的劣化和热解, 进而损坏了固体绝缘材料的绝缘性能,最后造成更大的损坏后果。因此对 热性故障决不可掉以轻心,必须防微杜渐,将故障在萌芽状态就予以消除。
2、电性故障
电性故障是在高电应力作用下所造成的绝缘劣化, 根据 放电的能量 密度不同 ,又把 电性故障分为高能量放电、火花放电和局部放电三种类型。
1、局部放电
局部放电是一种 低能量的放电 ,变压器内部出现这种放电时,情况 比较复杂,按绝缘介质的不同可将局部放电分为气泡局部放电和油中局部
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放电,按绝缘部位来分,则有绝缘空穴、电极尖端、油角间隙、油一板中 的油隙和油中沿固体绝缘表面等五处的局部放电。
(1局部放电的原因
①当油中存在空气泡或固体绝缘材料中存在空穴或空腔, 由于气体 的介电常数和时压强度均低于油和纸绝缘材料,易引起放电。
②外界环境条件的影响如油处理不彻底, 带进杂物和水分, 或因外 界气温下降,油析出气泡等,都会引起放电。
③由于制造质量不良如某些部位有尖角、毛刺、漆瘤等,它们承受 的电场强度较高首先出现放电。
④金属部件或导电体之间的接触不良而引起的放电。
局部放电的能量密度虽不大, 但它的进一步发展将会形成放电的恶 性循环,最后导致设备的击穿或损坏,而引起严重的事故。
(2局部放电产生气体的特征
局部放电产生的气体,主要依据放电能量不同而不同。放电能量密 度在 10-9C 以下 时,一般总烃不高,主要成分是 氢气,其次是甲烷 ,氢气占 氢烃总量的 80%~90%,当放电能量密度为 10-8~10-7C 时,则氢气相应降 低,而出现乙炔,但乙炔在烃总中所占的比例也不到 2%,这是局部放电与 其他放电现象区别的主要标志。
局部放电除了使油裂解产生气体外,还会产生一种 X 蜡沉渍物,同 时,油分子结构也会发生改变,从液相色谱分析发现,经过局部放电后, 油中的芳香烃组分减少,环烷烃组分增大,因此,可以采用液相色谱仪检
武汉华能阳光电气有限公司 测变压器的局部放电故障。
2、火花放电
当放电能量密度大于 10-6C 的数量级时,就出现火花放电。它常见 如下情况:①套管引线断裂或套管储油柜对电位未固定的套管导电管放电;②引线对油箱距离太近或引线过长,或引线局部接触不良或铁心接地片损 坏或接地不良引起的放电;③分接开关拨又电位悬浮而引起的放电;④结 构设计和制造工艺的缺陷导致绝缘沿西放电,匝间或层间局部短路或受外 部因素的影响,如雷击。⑤操作过电压、过负荷、外部多次短路等引起的 匝层间放电。
火花放电的 特征气体是以乙炔和氢气 为主,其他烃类气体为次,乙 炔在烃总量所占的比例可达 25%~90%,氢气如占氢烃总量的 30%以上。
3、电弧放电
电弧放电是 高能量放电 ,常以绕组匝层间绝缘击穿为多见,其次为 引线断裂或对地闪络和分接开关飞孤等故障。这种故障由于放电能量密度 大,产气急剧常以电子扇形式冲压电介质,使绝缘纸穿孔、烧焦或炭化, 使金属材料变形或熔融烧毁,严重会造成设备烧损或爆炸故障,这种故障 一般事先难以预测,也无预兆,是以突发的形式暴露出来。出现这种故障 后,气体继电器中的 H 2和 C 2H 2等组分高达几千微升/升,变压器油亦炭化 而变黑,油中特征气体的主要成分是乙炔和 H 2,其次是乙烯和甲烷。当放 电故障涉及到固体绝缘时,除了上述气体外,还会产生 CO 和 CO 2。
4、三种放电形式的比较
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这三种放电的形式既有区别又有一定的联系, 讲它们的区别是指放 电能级和产气组分的区别,而联系是指局部放电是其他两种放电的前奏, 而后者又是前者的必然结果。二是要了解变压器内出现的故障并不是单一 某种类型的故障,往往是一种类型伴随着另一种类型,或几种类型同时出 现,因此油中故障气体组分有时显得复杂多变,需要我们认真分析,具体 对待。
变压器等设备内部进水受潮也是一种内部潜伏性故障, 除非早期发 现,及时处理,否则最终也会发展成放电性故障,甚至造成设备损坏,系 统停电事故。
当设备内部进水受潮时,油中水分和含混杂质易形成“小桥” ,或 者绝缘中含有气隙均能引起局部放电,从而产生 氢气。除此之外水分在电 场作用下的电解作用和水与铁的化学反应,也均可产生大量的氢气。(四不同故障类型产生的特征气体
表 1 不同故障类型产生的特征气体
二、故障的识别
判断设备是否存在潜伏性故障及其故障的的严重程度不同时,要根据 设备的历史状况和设备的结构特点及外部环境等因素进行综合判断。
1.出厂和新投运的设备
表 2 对出厂和新投运的设备气体含量的要求 μL/L 2.运行中设备油中溶解气体的注意值
表 3 变压器、电抗器和套管油中溶解气体含量的注意值 μL/L
表 4 电流互感器和电压互感器油中溶解气体含量的注意值 μL/L
在识别设备是示波器存在故障时,不仅需考虑油中溶解气体含量的绝 对值,还应注意:(1注意值不是划分设备有无故障的唯一标准。当气体浓度达到注意值 时,应进行跟踪分析,查明原因。
(2对 330KV 及以上的电抗器, 当出现痕量(小于 1μL/L 乙炔时也应 引起注意。(3互感器的运行温度低,产气量也少,一旦出现 C2H2超过注意值时, 一定是设备出故障,应立即退出运行。
(4套管的运行情况和变压器相似,但结构不同,对电容式套管,末 屏易受潮,进而向内侵蚀,所以故障一般是局部放电。(5注意区别非故障情况下的气体来源,进行综合分析。
3、设备中气体增长率注意值
(1 绝 对产气速率;即每运行日产生某种气体的平均值,按下式计算: γa= ρ
m t C C i i ⋅∆-1, 2, 式中:γa ——绝对产气速率, mL/d;C i,2——第二次取样测得油中某种气体浓度, μL/L;C i,1——第一次取样测得油中某种气体浓度, μL/L;
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Δt ——二次取样时间间隔中的实际运行时间, d;m ——设备总油重, t;ρ——油的密度, t/m3 表 5 绝对产气速率的注意值 mL/d
(2 相 对产气速率:即每运行月某种气体含量增加原有值的百分数的平均值,按下式计算: γr=
%1001 1 , 1 , 2, ⨯∆⨯-t C C C i i i 式中;γr ——相对产气速率, %/月;C i,2——第二次取样测得油中某种气体浓度, μL/L;C i,1——第二次取样测得油中某种气体浓度, μL/L;Δt ——二次取样时间间隔中的实际运行时间,月;总烃的相对产气速率注意值为 10%/月,岩石时,应引起注意。对总 烃含量低的设备,不宜采用此判据。
产气速率在很大程度不同上依赖于设备类型、负荷情况故障类型、所用绝缘材料及其老化程度,应结合这些情况进行综合分析。判断设备状 况时,还应考虑到呼吸系统对气体的逸事散作用。
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三、故障类型的判断(一 特 征气体法
根据表 1所列的不同故障类型所产生的气体可推断设备的故障类型。(二 三 比值法
三比值法的原理是:根据充油电气设备内油、绝缘在故障下裂解产 生气体组分含量的相对浓度与温度的相互依赖关系,从五种特征气 体中选用二种溶解度和扩散系数相近的气体组分组成三结比值,以 不同的编码表示;根据表 6的编码规则和表 7故障类型判断方法作 为诊断故障性质的依据。这种方法消除了油的体积效应影响,是判 断充油电气设备故障类型的主要方法。
表 6 编码规则
表 7 故障类型判断方法
表 8 溶解气体分析解释表
注:1•在互感器中 CH 4/H2<0.2时为局部放电。在套管中 CH 4/H2<0.7为局部放电。
(三其它辅助方法
1.在对三比值法的判断结果有疑问时或者三比值的编码组合表中没有 时,可采用气体比值的立体图示法和大卫三角形法。
2.热点功率和热点温度的估算。T=322 Log(C2H 4/C2H 6+525(四 充 油电气设备的典型故障
武汉华能阳光电气有限公司 表 9 电力变压器的典型故障
表 11 套管的典型故障
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川 #1主变内部过热故障的分析、诊断与检修处理 摘要 本文介绍了河南周口供电局 220千伏川汇变电站川 #1主变存在 故障的分析、判断过程,通过对油中气体的色谱分析,发现变压器存在故 障的理论依据,根据 DL/T722-2000《导则》判断,考查产气速率,判断变 压器存在的故障性质:高温过热故障,制定了变压器检修方案,查出了变 压器存在的问题。本文详细阐述了从缺陷发现,分析到解决的过程,为处 理类似缺陷提供宝贵的实践经验。
关键词 :色谱分析 跟踪检查 故障诊断
一、概述
变压器是变电站的重要设备,变压器的运行状况直接影响电能的正常 输送。因此,各发电及供电单位都非常注重变压器的绝缘监督、运行维护 及消缺工作,色谱分析是通过对油中溶解气体的分析检测充油电气设备存 在潜伏性故障的一个重要方法,是监督、保障设备安全运行的一个重要手 段,通过对特征气体的分析及三比值法,能及时掌握变压器运行情况,及 早发现设备故障、故障性质及故障发展变化的情况,查出问题,消除缺陷, 保证变压器安全稳定运行。本文介绍了川 1#主变自 2004年 7月投运后, 色 谱分析发现主变存在的故障过程,故障性质诊断方法,查出的问题及处理 结果。
二、主变技术数据
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周口 220千伏川汇变电站川 #1主变主要参数为: 型号:SFPSZ9-150000/220 连接组别:YN,yn0,d11 电压:230±8╳ 1.25%/121/10.5 kV 空载损耗:97.2kW 空载电流:0.174% 生产厂家:山东电力设备厂 出厂日期:2004年 3月 16日
三、故障分析及处理(一 故障初期分析
川 #1主变自 2004年 6月 26日投运以来, 进行了例行的高压试验和油 化验,高压试验数据符合投运要求,而油色谱分析却出现乙炔及总烃升高 情况,故对其加强了跟踪分析。
表 1 色谱分析数据
象,故进行了相关的色谱分析:(正常运行监督:至少三个月一次;新投运 的变压器及电抗器:至少在投运后的 1天、4天、10天、30天监测
1、故障产气速率分析
(a 相对产气速率
γr={[(Ci2-C i1/ Ci1]/Δt }×100% ={[(56.32-1.45/ 1.45]/(4/30 }×100% =28381%/月≥ 10%/月
武汉华能阳光电气有限公司(b 绝对产气速率 γa= [(Ci2-C i1/ Δt]×(m/ρ =[(56.32-1.45/ 4]×(46/0.89 =709mL/d(国标规定相对产气速率注意值不大于 10%/月,绝对产气速率不大 于 12mL /d 可见, 气体上升速度很快, 且远大于 10%/月和 12mL /d , 可认为设备有异常 , 必须跟踪分析。
2.用判断故障性质的三比值法来分析
C 2H 2/C2H4=2.12/32.92≈ 0.06 CH4/H2=17.76/21.95≈ 0.81 C 2H 4/C2H 6=32.92/3.52≈ 9.35 上述比值范围编码组合为(0、0、2 ,由此推断,故障性质为“高于 700℃高温范围的过热故障” ,再用经验公式计算
T=322 Log(C2H 4/C2H 6+525 T=322 Log(32.92/3.52+525=837.64℃ 其估算温度也与上述结论相符。
可见满足判据条件,可判断是变压器高温过热故障。
经进一步运行跟踪检查,发现主变有铁芯接地电流。综上所述,完全 有理由认为设备有异常 , 需停电检修。
(二故障的确切定位及处理
2004年 7月 9日对变压器进行停电检查,检测铁芯对地绝缘电阻仅为 58欧姆,分析判断为变压器铁芯多点接地。为了消除铁芯多点接地,采用 了“电容电流放电法、大电流冲击法”等方法,但铁芯多点接地故障并未 消除,故暂时采用在铁心外接地引线串接可调电阻,将接地电流限制在 0.1mA 以下 , 变压器继续投运。
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经多次色谱跟踪分析 , 气体组分含量基本稳定 , 但一直居高不下 , 没有 增长趋势。这说明了故障没有继续发展 , 但是故障隐患一直存在 , 问题不容 忽视。
表 2 色谱跟踪分析数据
长时间运行会影响变压器铁芯绝缘 , 给变压器安全运行带来隐患。经与变压 器厂方共同研究, 决定对变压器进行吊罩消 缺。
2004年 11月 25日,在川汇变电站 川 #1主变现场,准备开始吊罩工作。首先 对变压器油箱内的绝缘油向外排放, 然后准 备对主变上部及侧部观察孔密封盖进行拆
除(环境温度 16℃,空气相对湿度 20%,风力微弱。主变本体内变压器油 全部放尽,观察孔上、下密封盖全部拆除。用兆欧表再次测量主变铁芯绝 缘电阻指示为零。随即由专业人员进入主变本体内进行检查,首先用橡朔 外壳的防爆手电筒照明目测和红外探测仪进行全面排查后,变压器器身外
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侧人员用摇表对 0.4微法、2500伏电容器充电,对主变铁芯外接地引线进 行放电,本体内人员多次观察和静听内部放电声音,经过多次放电和反复 的视听,不断缩小观察范围。下午 1点钟,当电容器第十次放电时,检查 人员终于发现主变内部的“放电”位置在 10千伏低压侧 B、C 两相之间下 部的铁芯夹件与铁心之间。用手无法直接取出,之后检查人员用一块高强 磁铁(用铁丝和布带绑扎严密送入放电位置,取出引起多点接地的金属 异物。经分析判断,引起川 #1主变铁芯多点接地的金属异物是一个“M20镀锌螺丝帽”(如右图示 ,该螺丝帽两边沿有磨损,其中六个侧面的一个 面有明显放电痕迹;当该螺丝帽取出后,测量主变铁芯绝缘电阻为 5000兆 欧。经现场专业技术人员分析确认, 220千伏川汇变电站川 #1主变铁芯多 点接地故障已经消除。
随后,对变压器油进行彻底的滤油脱气,并进行色谱、油化、绝缘等 试验,所有试验项目合格后,将变压器投入运行。
四、现场检查方案流程图(此检查方案仅作参考,具体问题具体分析 为了更直观地进行检查和分析,将实际检查方案绘制成流程图,便于 比对和参考。
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五、总结
通过这次变压器故障情况的排除,使我们更进一步认识到加强绝缘监 督的重要性,变压器油色谱跟踪分析对于发现变压器早期故障是非常有效 的方法。同时也为今后类似的大型电力变压器缺陷的解决积累了非常宝贵 的经验:
(1大型电力变压器铁芯过热原因是多方面的,处理时应认真分析判 断,遵从先易后难的原则,首先要解决明显的缺陷,再进一步分析、判断、分解、检查处理。
(2应加强变压器的定期试验工作,创造条件实现对变压器进行在线 监测。
油中溶解气体分析 篇2
利用气相色谱分析变压器油中的气体来监测设备的运行情况, 在我国电力行业已经有较长的使用经验, 实践证明:运用变压器油中溶解气体故障分析技术, 检查充油变压器内部潜伏性障碍, 已经成为变压器类设备绝缘监督的一个重要手段。DGA可以在设备不停电状态下进行, 分析诊断方法简捷。我国运用DGA技术对充油电气设备, 特别是电力变压器内部潜伏性故障分析诊断上, 积累了丰富的实践经验, 一方面改进了取样、脱气和分析技术;另一方面, 在油中溶解气体分析数据的解释和判断上取得较大成绩。
油中溶解气体分析的试验过程包括从变压器中取出油样, 从油样中脱出溶解气体, 利用色谱仪分析气体和数据处理四个环节。色谱分析为微量分析, 试验精度高, 可以达到10-6级。DGA技术的一个基础:确保变压器油中特征气体组分 (CO2、CO。C2H2、H2等) 测试结果的灵敏度和精确度必须要符合《变压器油中溶解气体分析和判断导则》。那么我们在诊断变压器内部的现有故障和潜伏性故障时, 可以以油中产生故障气体的原理为基础, 综合考虑如下几方面, 就能比较准确地判断出变压器的内部故障的类型以及产生故障的位置。
1产生故障的时间上累计
变压器设备故障和潜伏性故障生成的气体 (可燃性) 大部分会溶于变压器油内。随着产生故障的时间累计, 这些气体也在变压器油中不断地累积, 直至其溶解度达到饱和状态甚至产生气泡。因此, 变压器油中可燃性气体的含量的累计度, 是判断故障是否存在以及故障发展的一个主要依据。
2产生故障气体的速度
一般情况下, 变压器在热和电场的作用下, 变压器油和绝缘件也会老化分解出少量的可燃性气体, 但此种原因产生气体速率较慢, 只有当内部有故障发生时, 才会明显加速这些气体的产生。所以, 故障气体的产生速度是判断故障是否存在以及故障发展的另一个依据。在实际运行中, 变压器内故障的类型、趋势不同, 其产气速率也不同。
3不同故障的产气特征
变压器不同故障时, 形成的可燃性故障气体各有不同。例如拉弧放电时会产生乙炔, 局部过热会产生乙烯, 局放时会产生用氢气。因此, 故障的产气特征是诊断故障类型的又一个依据。
由于气体的易扩散性, 使得油中溶解的气体分析的试验要比其他油质试验偏差大, 并且油中组分含量越小, 试验相对偏差越大。因此《绝缘油中溶解气体组分含量的气相色谱测定法》中对两次平行试验的重复性作出如下规定:“有中锋溶解气体浓度大于10μL/L时, 两次测定值之差应小于平均值的10%;油中溶解气体浓度不大于10μL/L时, 两次测定值之差应小于平均值的15%加2倍该组气体最小检测浓度之和。该固定反映了气相色谱发存在很大的试验偏差。
一般情况下, 变压器内部的变压器油和绝缘件 (如层压木导线夹、层压纸板、压板、端圈等) , 在电场和负载产热的作用下, 会慢慢老化分解, 随着运行时, 会产生少量的氢气CO和CO2气体和烃类气体, 一旦变压器内部出现局放和局部过热情况, 上述的分解作用会立即显著增强。正常情况下, 由于不同类型的的故障, 变压器油和绝缘件分解的气体也不同 (前文已提到) ;并且针对同一性质的故障, 其发展程度不一样, 故障气体的量也是不同的, 因此, 分析变压器油中产生的故障的组分和含量, 能较准确判断故障性质和发展程度。
定期对变压器油中溶解气体的做色谱分析, 就能对变压器运行时出现的故障在早期给予诊断处理。能尽早的发现内部存在的潜伏性故障。对变压器顺利运行, 降低生产损失有显著作用。然而现实中没有任何技术时没有局限性的, 由于DGA技术的特点, 使它在变压器故障诊断上也存在以下不足:
(1) 目前的变压器油色谱分析都不是把目标作为一个整体看待, 只是针对分析目标所表现出来的信息特点分析属于哪种类型的故障, 但并没有将各种故障之间可能存在的相互联系有机的联系起来。目前在根据变压器油色谱分析的结果判断故障, 仍主要局限在对故障气体的分析。想要进行故障分析, 需要其他技术 (如超声波定位) 的分析结果。
(2) 会受到变压器油中溶解气体随时间的积累和取样误差的影响, 常规变压器油色谱分析很难在溶解气体含量较小的情况下进行故障分析, 当特征气体的量超过特定值时, 我们才认为根据DGA结果的判断是具有判断价值的。同时, 设备运行时出现的内部故障原因往往不是单一的, 而是由某一故障引发多故障或前期征兆信息微弱的潜伏性故障引发突发性故障。存在上述因素, 导致DGA诊断有效率和准确率不高。
(3) 正常运行变压器, 在绝缘允许温度下, 也会产生缓慢的分解反应, 产生气体, 而故障产气与正常运行的非故障气体在技术上不可分离, 加之不同类型故障 (如局部放电与进水受潮) 有类似的产气特征, 这就使得利用DGA技术进行设备状态诊断时可能得出错误的结果。
(4) 各种DGA诊断是基于在大量试验和实践数据基础上的, 正是因为简化了故障因素的产生原因以及各种故障之间的联系, 使得其正确性只能达到80%左右。
油中溶解气体分析 篇3
关键词：电抗器 故障 色谱分析 溶解气体
中图分类号：TM47 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）05（a）-0018-02
某750 kV变电站750 kV#1电抗器B相存在绝缘油中溶解气体成分超标异常，根据气体成分、含量及增长趋势，初判电抗器内部油和纸中有电弧放电，现对此故障情况进行详细分析与判断。
1 原因分析
1.1 绝缘油色谱分析历史数据
绝缘油色谱分析历史数据见表1。
1.2 故障特征气体增长趋势
3种故障诊断特征气体：氢、乙炔、总烃含量均超过国标要求，并呈现稳定增长趋势，增长情况如图1、图2和图3所示。
1.3故障分析与判断
1.3.1 根据特征气体含量进行判断
根据图1、图2、图3中特征气体氢气、乙炔、总烃的含量均超过注意值，结合气体的增长速率，可判断电抗器内部导电回路存在异常，异常类型可能是高能量放电。
1.3.2 根据气体图形法做判断
特征气体最后一次色谱试验数据如表2所示。
根据图4中气体图形的特征可判断电抗器内部存在火花放电或电弧放电，且固体绝缘部分有放电发生。
1.3.3 根据各种气体的绝对产气速率进行进一步判断
各种气体产气20个月（每月按30 d算）的绝对速率见表3。
根据表3中各种气体产气速率可知电抗器内部有持续的涉及固体绝缘的放电现象。
1.3.4 根据三比值法对电抗器异常进行进一步判断
根据表4所示三比值法对该设备跟踪数据分析计算结果如左图。根据三比值法判断方法，计算得编码为（1，0，2），且近两年内基本恒定，可初步确认故障性质为涉及固体绝缘的高能量放电。
2 结语
对该设备中溶解气体分析，氢气、乙炔、总烃含量严重超标，烃类气体中的甲烷、乙烯、乙烷含量明显上升，乙炔缓慢增长，氢增长速度较快，一氧化碳、二氧化碳呈稳定增长趋势，主要气体组分为乙炔和氢，结合上述4种故障分析判定方法，可判断在电抗器内部在绕组或是其他固体绝缘部位有放电现象，绝缘材料可能已经出现老化或碳化，此故障给设备的正常运行带来威胁。建议结合电气试验对设备状况进行全面的分析评价，查找故障准确位置，消除设备隐患，确保电网安全运行。
参考文献
[1]陈化钢.电力设备异常运行及事故处理[M].中国水利水電出版社，1999.
油中溶解气体分析 篇4
关键词：变压器,溶解气体,色谱分析,故障判别
1 油中溶解气体产生的机理
变压器油由化学性质稳定的烃类组成, 绝缘散热性能良好。但当设备中存在故障时, 如发热、放电等会导致某些C-H键和C-C键发生断裂, 伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢自由基, 后又迅速化合到稳定态, 形成H2和烃类气体如CH4、C2H6、C2H4、C2H2等, 也可能形成碳颗粒和碳氢聚合物。尤其氧化反应时伴随生成少量CO、CO2且能长期累积。固体绝缘材料分解生成大量水、CO、CO2、少量烃类气体和呋喃化合物, 同时油被氧化。由于不同类型化学键的键能不同 (见表1) , 不同热量 (能量) 的故障产生的特征气体也不同。
2 变压器故障类型及故障识别
变压器的故障可分为过热、放电和受潮。随着技术改进, 甚少出现受潮。过热有低、中、高三种, 温度高低不同, 油中溶解气体的特征气体不同。放电依据能量的高低分为高能放电、低能放电和局部放电。
目前应用最多的故障判别方法是GB/T 7252-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则中推荐的改良三比值法, 是用五种气体的三对比值以不同的编码表示, 编码规则和故障类型判断方法见表3和表4。确定设备是否存在故障, 可参照国标提供的注意值, 但应明确其并不是区分设备故障与否的唯一标准, 当检测到气体浓度达到注意值时要加强追踪监督。
3 典型实例分析
某电厂进行1号机组带主变及GIS设备零起升压试验, 机组运行5分钟后, 1号主变B相喷油, 1号机组灭磁停机。
事件发生后, 电厂人员现地检查1号主变保护情况并采集主变三相油样进行油色谱试验, 结果见表5。投运前和预试的数据对比见表6。
根据该500k V主变的色谱测定数据可以看出, 故障发生时, H2、总烃均远超注意值150μL/L, C2H2也远超注意值1μL/L。故障后主变油样中的气体以H2和C2H2为主, 其次是CH4和C2H6, 与高能 (电弧) 放电故障的特征气体相符, 且CO含量也很高, 说明故障还涉及固体绝缘。分析如下:
根据三比值法判断, C2H2/C2H4=1283.36/254.68=5.04>3
CH4/H2=218.28/1571.35=0.14<1
C2H4/C2H6=254.68/16.05=15.87>3
其比值范围编码是:202, 根据编码确定设备内部可能存在电弧放电性故障。经核查, 器身外围未发现故障点。初步排除以下组件故障:高压套管及高压出线装置部分、中性点套管、低压套管、开关、高压引线、低压引线、相间隔板、线圈外围屏、器身压钉、铁心夹件接地部分。
对故障变压器解体吊出线圈, 发现变压器低压侧挡油板机油箱底部存在颗粒杂质, 高压线圈局部存在绝缘缺陷, 存在两处点状放电故障, 最终导致绝缘击穿, 变压器在建压时发生故障。根据油箱内的颗粒杂质分布情况, 推断其应该是在变压器安装过程中落入。
4 色谱法在故障判断中的不足
气相色谱能为变压器内部故障监测提供可靠、有效的数据, 该法虽然灵敏, 却也有一定的局限性。例如, 有些事故的发生无任何先兆, 这说明目前的常规试验项目、周期仍不完善;在故障分析时, 单用色谱法无法对故障准确定位, 还必须结合电气试验、设备运行、检修等情况综合分析, 才能对故障部位、原因、损伤程度等作出准确判断并制定合理的处理方法。因此, 为防止大型电力变压器故障, 减少故障损失, 应增加有效、及时的监测手段, 如变压器在线监测装置, 就是气相色谱分析技术的补充与发展。
参考文献
[1]GB/T7252-2001.变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].
[2]孙明坚, 等.电力用油 (气) [M].
油中溶解气体分析 篇5
变压器油中溶解气体的色谱分析法是诊断变压器内部潜伏性故障的有效方法,其诊断过程一般都依据标准《变压器油中溶解气体分析和判断导则》(以下简称导则)中的方法进行。现行导则有2个版本,即国标GB/T 7252—2001和行标DL/T 722—2000,它们分别代替了原国标GB/T 7252—1987和部标SD187—1986。导则中的三比值法是判断故障类型(或性质)的主要方法之一,文献[1]列举了4台变压器发生故障后,分别用新(现行)、老(已作废)导则中的三比值法对故障类型进行判断和对比的结果[1]。
实例1的变压器三比值编码组合为102,用新导则判断故障类型属低能放电,用老导则判断则为高能放电;实际查明的故障是低能放电,与新导则判断结果相符。实例2和实例3介绍了3起案例,这3起案例的故障已查明均属低能放电,其中2例的编码组合为201,1例为202;用新导则判断3例均属电弧放电,用老导则判断则3例均为低能放电,故障实际情况与老导则的判断结果相符。
在这4起案例中,用新导则判断的结果是1对3错,而用老导则判断的结果是3对1错。于是文献1对新导则中三比值法的判断准确性提出了置疑,本文针对文献1提出的问题进行分析,以便找出真正的原因。
1 三比值法简介
根据热动力学原理,变压器油中气体组分之间的浓度比值与故障温度或故障类型之间存在着相互依赖关系,人们选用了几组气体组分浓度比值的大小来判断故障类型,即所谓的比值法。比值法有多种,其中三比值法的应用较为普遍。
三比值法是国际电工委员会(IEC)对罗杰斯四比值法进行修改,删去比值C2H6/CH4后得到的1种新比值法,故又称IEC法。我国的原部标SD187—1986和国标GB/T 7252—1987曾推荐IEC三比值法作为设备内部故障类型判断的主要方法。日本电协研曾对156台故障变压器用IEC三比值法作了验证,结果表明判断准确率只有60%左右。电协研对IEC三比值法作了改进后,将判断准确率提高到80%以上,使得这一方法(称电协研法)得到更为广泛的应用[2]。我国对电协研法做了进一步改进后,正式命名为改良三比值法(原称改良电协研法),被国标GB/T 7252—2001和行标DL/T 722—2000推荐使用。由此可见,现行标准中的改良三比值法的判断准确率肯定比老标准中的IEC三比值法要高。因此,文献[1]得出的结论应另有原因[3,4]。
2 导则中的不足
标准GB/T 7252—2001和DL/T 722—2000中改良三比值法故障类型判断方法见表1。从表1中可看出,新导则的2个版本在编码组合中的首位(C2H2/C2H4)为1或2时,所对应的故障类型是不同的:首位编码为1时,GB/T 7252—2001对应于低能放电,DL/T722—2000则对应于电弧(高能)放电;当首位编码为2时,两者对应的故障类型刚好互换。该导则2个版本的制定者相同,出现表1中的差异不是制定者的本意而纯属意外失误所致。DI/T 722—2000发布在前,之后在发布GB/T 7252—2001时,可能是想将表中首位编码从上到下的顺序由原来的021改为012,却因某种意外没有将其他内容作相应调整,导致GB/T7252—2001出现不足。
文献1的作者在文中多次提到GB/T 7252—2001和DI/T 722—2000,并将它们统称为新导则,但未能发现它们之间存在着如表1中所示的差异,而恰好又是用出错的GB/T 7252—2001来判断故障类型,从而导致实例2和实例3中3起案例用新导则判断的结果与实际故障不相符。现若改用新导则中的DL/T722—2000判断,其结果就与实际故障相吻合。
3 比值计算中的问题
在文献1的实例1中,如果现在改用没有出错的新导则DL/T 722—2000判断,实际为低能放电的故障就会被误判成电弧放电。造成这一误判的原因有2种可能,一是变压器故障前油中已存在较高体积分数的C2H4(该变压器运行已4年多,但故障前从未进行过色谱分析),计算比值时未能将其减去,使比值C2H2/C2H4反映不出故障的真实情况;二是故障初期是过热,当故障转变成低能放电后,前期过热所产生的C2H4会影响比值C2H2/C2H4,使判断结果成为电弧放电而不是低能放电。
当故障前油中已有较高体积分数的特征气体时,应先减去故障前就已存在的组分体积分数再计算比值,否则容易引起误判。特别是在计算编码组合首位的比值(C2H2/C2H4)时,更应注意这1点。因为编码组合中的首位大致决定了故障的类型,如行标首位为0对应的故障是过热或局部放电,首位为1对应的故障是电弧放电,首位为2对应着低能放电。变压器正常时C2H2体积分数通常都很小,但由于变压器运行温度一般都较高,经长期运行后油中有时会出现较高体积分数的CH4和C2H4(产气特征与低温过热故障相似),此时就必须先减去故障前的气体体积分数,然后再计算比值。除此之外,如果有新的故障重叠在老故障上或故障性质发生改变后,也有可能出现类似情况。下面的例子可以帮助说明这一问题。
[例一]某变压器(型号SFPS10-120000/220)故障前后油中气体体积分数测定值见表2。在诊断出该变压器内部存在故障后,经吊罩检查,确定故障原因是高压套管均压球与导管接触不良,造成均压球与导管之间产生悬浮电位放电。
μI/L
该变压器油中故障气体主要由H2和C2H2构成,但体积分数不是很高。根据导则中的特征气体法判断,属低能放电(火花放电),与实际故障相符。当用改良三比值法判断时,若直接用故障后的测定数据计算比值,由比值C2H2/C2H4得到的编码为1,故障类型属电弧放电,与实际故障情况不符。但从表2中可知,故障前油中的C2H4体积分数为11.4μL/L,占故障后C2H4体积分数的43.5%。因此,将故障后的测定数据减去故障前的测定数据后再重新计算,由比值C2H2/C2H4得到的编码变为2,故障类型属低能放电,与实际故障相符。
[例二]某电流互感器(型号LB2-220)在运行中听到其内部有放电声,停运后取油样分析,测得油中溶解气体体积分数如表3所示[2]。
μL/L
该设备的故障气体特征表现为C2H2和H2体积分数很高;鉴于C2H4、CH4和C2H6体积分数也较高,以特征气体法判断,认为电弧放电可能性大于低能放电,但不排除总烃高是由于同时还存在过热引起。若以改良三比值法判断,计算比值后得到的编码组合为102,对应的故障类型也是电弧放电。
该互感器解体后,发现末屏引线接地端因接触不良而过热熔断,末屏电位浮动,引起对地放电,造成末屏引出线处绝缘烧损。从查明的实际故障看,故障初期的性质是过热,后期发展成为低能放电。因故障初期的过热所产生的气体主要是C2H4和CH4,当故障转变成低能放电后,此前的高浓度C2H4就对比值C2H2/C2H4产生影响,使比值C2H2/C2H4所对应的编码变成1,从而将低能放电误判成电弧放电。
4 结语
(1)要注意国标GB/T7252—2001中表11的出错之处,若需使用该表进行故障判断,应将表中的首位编码1和2进行互换。
(2)为减少误判,分析人员有必要充分了解导则中关于改良三比值法的3点应用原则。
(3)尽管三比值法已经过多年的应用并作了很多改进,但仍会在某些情况下出现不准确的诊断。当遇到有不能确定的诊断时,可以参考其他方法综合判断。
参考文献
[1]杨振勇.《变压器油中溶解气体分析和判断导则》判断变压器故障的探讨[J].变压器.2008,45(10):24-27.
[2]操敦奎.变压器油中气体分析诊断与故障检查[M].北京:中国电力出版社,2006.
[3]安宗贵,邓先明,王森.主变压器绝缘油在线监测系统的应用[J].陕西电力,2008,36(10):30-33.
变压器中溶解气体分析与故障诊断 篇6
关键词：实例分析,诊断结果,变压器,故障类型,油中溶解气体
0 引言
作为当代电力系统的重要研究对象———电力设备的故障诊断，变压器在电力系统运行中起着不可或缺的作用，它主要是作为电力系统正常运行的纽带，而无论在中国还是在外国，电力变压器的故障诊断技术一直是研究学家不容忽视的重要课题。随着科学技术的发展，电力技术也在不断进步，在这期间，很多电力变压器的故障诊断方法层出不穷，而这些方法也是各有利弊。而当代大型的电力变压器一般都是采用油浸式故障诊断法，所谓油浸式故障诊断法就是用油来进行散热和绝缘的。具体操作方法如下：在电力变压器的运行过程中，变压器里面的油和其他固体绝缘物体受到热、电等多种元素的影响，会慢慢的分解成C2H2、CO2、H2、CH4、C2H6、CO、C2H4、等气体，而这些气体大部分都可以溶解到油中，变成油中溶解气体，一旦变压器发生故障，这些气体就会加速生成，而变压器发生的哪种故障类型则是由这些油中气体的含量多少和它们的组成成分所体现出来的。早在1952年，Martin等人就研究出了气相色谱法，而在1961年Pugh和Wagner等人把这项技术应用到检测电力变压器故障的诊断上。20世纪七十年代，我国开始把这项技术应用到变压器故障诊断上，并在这期间获得了巨大的成功。
1 油中溶解气体的成分分析
随着变压器使用时间的增长，变压器有可能会在初期产生故障，而这个内部故障的先兆是油中某些可燃性气体，这些可燃性气体可使变压器中油的闪点降低，这样造成了早期的故障。在运行过程中，变压器中的纤维绝缘材料和油受到氧气、水分、热量以及铜和铁等材料催化而被分解和老化，它们所产生的气体速度是相当缓慢的，但是大部分是溶于油中的。一旦变压器内部形成发生故障的条件或者发生故障，它们产气量和产生气体的速率也会发生明显的变化，但是大部分故障出现的初期缺陷都会有所迹象，因此，采用这种方法对变压器进行检测和分析就能及时发现故障。
变压器中的绝缘材料可分解20余种气体，它包含可燃气体和非可燃气体。因此，为了更好的判断出变压器的内部故障，选对气体中的分析对象是很有必要的。而目前国内外对这些气体的分析和选定是不一样的，我国按照DL/722-2000的要求最少对7种气体进行分析和研究，一般拿出8种或者9种气体来进行分析和研究。造成变压器故障的气体种类分为以下几种：O2、N2、H2、CH4、C2H6、C2H4、C2H2、CO、CO2。选用这九种气体作为分析对象是有原因的，原因如下：H2主要是了解有没有局部放电或者热源温度；N2主要是了解氮气的饱和程度；CO2主要是了解固体的平均温度或者绝缘老化是否高；O2主要是了解密封和脱气程度的好坏；C2H2主要是了解高温热源或有无放电；CO主要是了解固体绝缘有无热分解；CH4、C2H6、C2H4三种气体主要是了解热源温度的。
2 变压器内部故障类型与油中气体含量的关系
充油电气设备内部故障主要分为三种不同的类型，它们是热、电和机械三种。
热性故障是因为有效热应力所造成的绝缘加速劣化。通过大量的实践表明，当故障点的温度比平时低时，CH4便是油中溶解气体的主要组成部分，随着故障点温度的慢慢升高，产气率最大的气体依次为CH4、C2H6、C2H4、C2H2。但是C2H6气体的不稳定性，在一定的条件下容易分解成C2H6（气态）=C2H4（气态）+H2（气态），这就是为什么变压器油中H2和C2H4总是同时出现和C2H6的含量小于CH4的原因。
电弧放电又叫高能放电。如果变压器内部发生的故障是高能放电故障时，油中溶解的故障气体主要是H2和C2H2，其次是大量的CH4、C2H4。如果在变压器内部发生的是高能放电故障时，H2占氢烃的30%～90%，C2H2占总烃的20%～70%，大部分情况下，CH4低于C2H2，在有关固体绝缘的情况下，油中气体的CO和瓦斯气体含量比较高。当变压器很可能会分接开关切换产生弧光发电或者绕组断路时，那就证明油中特征气体C2H2含量超标或者已经占油中溶解气体的主要成分；当变压器内部存在着电弧放电故障时，说明只有C2H2含量超标并且增长速度比较快，并且油中溶解其他气体并没有发生变化。在变压器内部固体绝缘材料中发生高能放电时，不仅因电弧放电的能量密度高，而且还会产生较多的CO2、CO，由于电场力的作用，会产生大量电子流，固体绝缘材料被这些电子严重的摧毁。另外一种放电方式是火花放电，火花放电则是一种低能量放电，也叫做间隙性放电故障。当变压器内部出现这种低能量放电故障时，油中溶解的气体中特征气体以H2和C2H2为主，一般情况下，总烃含量低，故障能量比较小，但油中溶解的特征气体C2H2在总烃中所占比例高达25%～90%，H2占氢烃总量的30%以上，C2H4含量约占总烃的20%以下。当CH4和H2不断增长时，再生成C2H2，那么很有可能故障由低能放电演变成高能放电故障的危险。
局部放电所产生的特征气体，主要是由放电能量的密度决定的，一般烃总量比较低。它的主要成分是甲烷和氢气。一般情况下氢气占氢烃总量的比值比较高，大概在90%以上，而甲烷比例相对较低。但是当放电能量密度变密时也可能会出现另外一种气体乙炔，但乙炔在烃总量中所占比例较低，一般不超过2%。这一点，也是局部放电与高能放电和火花放电两种放电现象的主要不同。
3 以油中特征气体组分含量为特征量的故障诊断方法
3.1 分析诊断的气体对象
前面我们也提到过，变压器绝缘材料所产生的气体达20余种，包括可燃气体和非可燃气体，截止到现在为止，无论中国还是外国对这些气体的分析和选择对象是不一样的。我国按DL/T722-2000要求最少对其中7种特征气体进行分析和研究，一般情况下会拿出8或9种气体进行研究分析。
3.2 三比值法的原理
大量的研究和实验表明，电力变压器的故障设备不仅仅是油中溶解气体的组成部分的含量多少，还有一个原因是这些气体的相对含量的多与少也会对其产生影响，我们对绝缘油的热力学进行，这项研究结果表明，当故障点的温度不断升高时，变压器中的油分解产生的烃类气体按CH4→C2H6→C2H4→C2H2的顺序发生变化的，并且氢气是温度比较低的情况下因为局部放电的离子游离碰撞所生成的。由以上表明，产生了以C2H6/CH4、CH4/H2、C2H2/C2H4、C2H4/C2H6的四比值法，但是，在这个四比值法中，由于C2H6/CH4的比值不能全面的反映热分解的温度范围，所以将其删掉而采用三比值法。在随后的大量实践和操作过程中，三比值法得到了人们的广泛推广和大量的应用，IEC对于故障类型、编码相应的比值范围和编码组合分别进行了改良，得到了现在应用的改良三比值法。
三比值法的应用过程如下：我们采用变压器中油在产生故障时分解出的气体含量以及这些含量的相对温度和浓度的不同，从五种气体中选出扩散系数相近和溶解度相近的两种气体组成三组对比值，这三组对比值分别用不同的编码去代表，由故障类型判断法和编码规则来对变压器发生的故障类型进行诊断。这种方法是判断变压器内部故障的主要方法，同时也消除了油的体积效应的影响，最终对变压器故障得出最有效最可靠的诊断。
4 变压器故障诊断步骤
我们需要按照数据的分析结果来进行变压器内部的故障诊断，在对这一过程中的操作中，我们的思路应该是这样的：先判断有没有故障，进而判断故障的类型，是高能量发电啊还是低温过热啊等；再诊断故障所发生的状况：故障点的部位在哪里、故障源面积多大、故障功率以及严重程度等等；最后提出具体的解决方案：如能否继续正常运行，如果继续正常运行的话能否保证设备的安全性，如果不能正常运行，是不是需要停止运行进行检修等等。当通过气象色谱仪分析之后得出油中具体气体的含量数据之后，再进行变压器内部的故障诊断。
5 结束语
对于变压器油中气体的分析，这对变压器设备内部故障的早期发现是很有帮助的，通过这个方法可以检测出产品内部早期出现的故障，及时的采取有效措施来防止重大电力事故的发生。但是由于这个方法一些技术上的缺陷，也会出现诊断错误的时候，例如容易对涉及具有同一气体特征的不同故障类型（如局部放电与进水受潮）诊断出错、无法正确的判断出故障部位。因此，在变压器发生故障，在我们做出故障判断时必须结合油质分析、电气试验以及设备检修和运行等情况的综合分析来对故障的部位和故障原因进行分析和研究，部件的损坏程度或者是绝缘等做出全面而准确的分析和判断，进一步制定合适的解决方案。所以色谱分析是电力设备中绝缘试验必备的试验之一，特别是对变压器中潜伏性故障做出了巨大的贡献。
参考文献
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